Incrustações Causadas por Sais Inorgânicos em Operações de Recuperação de Petróleo

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Oliver Knüpfer de Mello
INCRUSTAÇÕES CAUSADAS POR SAIS INORGÂNICOS EM OPERAÇÕES DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO
Natureza: Química – Bacharel com Orientação Tecnológica
Nome da Instituição: Fundação Técnico-Educacional Souza Marques
Área de Concentração: Petrolífera
Data da Aprovação: 26/06/2014
COMISSÃO EXAMINADORA
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Prof. DSc. Alexandre Nelson Martiniano Carauta
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Prof. MSc. Octavio Rodrigues de Macedo Neto
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Prof. Esp. Paulo Assis Bonan
AGRADECIMENTOS
A meus pais, pelo apoio moral e financeiro.
Ao meu orientador, Alexandre Carauta, por ter aceitado participar desse projeto e torná-lo possível.
À minha namorada, Tatiana, pelo apoio constante, apesar de tudo.
Aos amigos de faculdade: “Tonho” e “Erikuxa”, pelas longas viagens de ônibus e companhia em geral ao longo de 4,5 anos; Vitória, pelo apoio e amizade, em especial em todo fim de período; e todos os colegas de turma que um dia me ajudaram de alguma forma.
Aos amigos: “Pretá” e “Muro”, que sempre que precisei proveram auxílio tecnológico e emocional.
À minha avó, falecida em abril, uma das pessoas que mais gostariam de presenciar esse momento.
EPÍGRAFE
“Carpe Diem (…)
(…) A vida não será sempre dessa forma
Olhe ao redor
Ouça os sons
Valorize sua vida enquanto ainda está por aqui.”
Dream Theater.
RESUMO
Incrustações causadas por sais inorgânicos são um problema sério e ainda sem solução definitiva na indústria do petróleo. A formação de depósitos inorgânicos está ligada ao processo de recuperação do óleo, sendo desencadeado principalmente por mudanças de pressão e pela mistura de água de injeção com água de produção. Essas incrustações (também conhecidas pelo termo em inglês, scale) são problemas comuns em campos de petróleo, e merecem atenção para que haja a garantia de escoamento de fluidos dentro do reservatório e nos poços de produção. Métodos para inibir a formação de depósitos salinos são testados diariamente, embora ainda seja uma tarefa difícil evitar a formação de incrustações totalmente. O presente estudo busca realizar uma revisão bibliográfica do tema, apresentando os problemas ocasionados pelas incrustações, suas causas, fatores que a influenciam, modelos de predição, métodos de prevenção e remoção, além de um breve resumo sobre a etapa upstream do processo de produção do petróleo.
PALAVRAS-CHAVE: Incrustação, Campo de Petróleo, Escoamento, Depósitos Inorgânicos, Inibidor de Incrustação.
ABSTRACT
Inorganic scale is a serious and yet unsolved problem in the oil and gas industry. The formation of inorganic deposits is directly linked to the oil recovery processes utilized, and can be triggered mainly by changes in the reservoir pressure and mixture of formation and injection waters. Scaling is a common problem in oilfields, but deserves attention, so the fluids can flow flawlessly through the reservoir and pipes, until its recovery. Inhibition methods have been tested daily, although it’s still a hard task to avoid scaling completely. The present study is intended to do a literature review about oilfield scale, discussing the problems caused by it, its causes, factors that can influence it, prediction models, prevention and removal methods, and a brief abstract about the upstream stage of the oil and gas production process.
KEYWORDS: Scale, Oilfield, Oil Well, Flow Assurance, Inorganic Deposits, Scale Inhibitor.
OBJETIVOS
OBJETIVO GERAL
	O trabalho possui como objetivo geral analisar o processo de produção de petróleo como um todo, discutindo os fatores que podem levar à formação de incrustações por sais inorgânicos, e analisando-se as formas de prevenção existentes e tratamentos disponíveis para sua remoção. 
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Avaliar a efetividade dos métodos preventivos;
Avaliar o impacto dos métodos secundários de recuperação do óleo sobre a formação de incrustações;
Avaliar o impacto das mudanças na temperatura e pressão sobre a formação de incrustações.
GLOSSÁRIO
DOWNSTREAM: Etapa da produção de petróleo que corresponde ao refino, processamento e distribuição
UPSTREAM: Etapa da produção de petróleo que corresponde à exploração e produção
ÁRVORE DE NATAL: Conjunto de válvulas instaladas em poços de petróleo, que possuem como fim regular a produção de hidrocarbonetos
VÁLVULA CHOKE: Dispositivo regulador da vazão de líquidos ou gás em poços completados
BREAKTHROUGH: Momento em que a água de injeção se mistura com a água de formação, sendo a mistura posteriormente produzida e causando incrustações 
AQUÍFERO: Formações geológicas capazes de armazenar água 
ÁGUA DE FORMAÇÃO: Água presente no reservatório, contendo alta concentração de sais de bário e estrôncio
ONSHORE: Expressão em inglês, utilizada na indústria do petróleo para se referir à instalações de produção em terra firme 
OFFSHORE: Expressão em inglês, utilizada na indústria do petróleo para se referir à instalações de produção no mar 
SQUEEZE: Técnica de prevenção de incrustações que consiste na injeção de inibidor no poço, forçando-o para dentro das formações 
GAS LIFT: Técnica de elevação artificial na qual gás é injetado na coluna de produção a fim de se remover a pressão hidrostática da coluna de líquidos. O gás é injetado através da válvula de gas lift.
RISER: Tubulação utilizada para remover a lama e leva-la para a superfície.
CANHONEADO: Área do poço que é perfurada para o escoamento de fluidos.
ÍNDICE DE FIGURAS
	Figura 1: Diagrama da transformação termoquímica da matéria orgânica e gênese do petróleo 
	16
	Figura 2: Tipos de trapas – Estruturais e estratigráficas
	17
	Figura 3: Exemplo de instalação onshore
	19
	Figura 4: Principais tipos de instalações de produção
	20
	Figura 5: Esquematização das instalações de uma unidade de extração e processamento de petróleo
	21
	Figura 6: Esquematização de uma tubulação parcialmente obstruída por uma incrustação salina
	27
	Figura 7: Modelo 2d do espalhamento da água do mar dentro do reservatório
	35
	Figura 8: Principais ativos de inibidores comercialmente disponíveis
	40
	Figura 9: Curva (concentração x tempo) de diversos inibidores aplicados por squeeze
	43
ÍNDICE DE TABELAS
	Tabela 1: Tipos de incrustações na indústria do petróleo
	30
	Tabela 2: Principais espécies iônicas presentes nas águas de formação e do mar
	31
SUMÁRIO
	INTRODUÇÃO
	12
	INDÚSTRIA DO PETRÓLEO: UPSTREAM E DOWNSTREAM
	14
	2.1.Upstream (Exploração e Produção)
	14
	2.1.1. Geologia do petróleo
	15
	2.1.2. Prospecção de petróleo
	17
	2.1.3. Perfuração e produção
	18
	2.2. Downstream (Refino, Processamento e Distribuição)
	25
	O PROBLEMA DA INCRUSTAÇÃO
	27
	3.1. Incrustação x Solubilidade
	28
	3.2. Tipos de Incrustação e Suas Ocorrências
	30
	3.3. Causas da Incrustação
	30
	3.4. Modelos de Predição da Ocorrência de Incrustações
	33
	3.4.1. Modelos termodinâmicos
	34
	3.4.2. Modelos cinéticos
	35
	ESTRATÉGIAS CONTRA A INCRUSTAÇÃO
	37
	4.1. Modificação do Fluido de Injeção
	37
	4.2. Modificação do Perfil de Escoamento dos Fluidos Produzidos
	38
	4.3. Tratamento Químico das Incrustações
	39
	4.3.1. Métodos de aplicação
	41
	4.4. Remoção do Dano Gerado
	43
	4.4.1. Remoção química
	44
	4.4.2. Remoção mecânica
	44
	CONCLUSÃO
	46
	REFERÊNCIAS
	48
INTRODUÇÃO
O petróleo é um recurso natural conhecido pela humanidade há algum tempo. Há registros arqueológicos de que o petróleo já havia sido extraído e utilizado há aproximadamente 5.000 anos antes de cristo (SIMANZHENKOV, 2003). No entanto, a humanidade veio a ter interesse econômicopelo petróleo apenas no início do século XIX, com seu uso para fins energéticos em substituição ao carvão vegetal (ORTIZ NETO; COSTA, 2007).
A produção petrolífera propriamente dita teve início em 1859, com a construção de um poço com profundidade de 21 metros, na Pensilvânia, EUA. O poço se revelou produtor, e é considerado por muitos como a semente para o crescimento da moderna indústria petrolífera. Com o surgimento dos automóveis e com cada vez mais consumidores, se fez necessária a padronização dos produtos comercializados. O refino se fazia necessário para a produção de misturas com concentrações específicas de algumas frações do petróleo. (SIMANZHENKOV, 2003).
Apesar de esforços para a extração de gás natural que datam de 1821, somente após a segunda guerra mundial foram desenvolvidas técnicas de soldagem, rolamento de tubos e demais avanços metalúrgicos que viabilizaram a construção de longas tubulações para o transporte de gás. Ainda na segunda guerra mundial, a demanda por materiais sintéticos fez com que a indústria petroquímica se fizesse ainda mais importante no cenário global. Dentre os produtos derivados do petróleo que foram sintetizados, estavam: borrachas sintéticas, poliestireno e os primeiros solventes petroquímicos. Era, quase 80 anos após a perfuração do primeiro poço voltado para a produção, o início do enorme crescimento da indústria do petróleo (MEYERS, 2003).
No Brasil do século XIX, os combustíveis mais utilizados eram de origem animal, como o óleo de baleia. Há registros de concessões dadas pelo imperador para a extração de betume que datam de 1858. Registros apontam que pesquisas diretamente ligadas ao petróleo vieram a ocorrer em Alagoas, em 1891. Um século e meio depois, o setor petrolífero no Brasil evoluiu de forma expressiva, possuindo um mercado voltado para a produção, refino e distribuição de derivados do petróleo. Pode-se citar a criação da Petrobrás como o marco da forte presença brasileira no ramo, exportando até mesmo tecnologias para empresas estrangeiras (LUCCHESI, 1998).
Nos dias atuais, a produção petrolífera movimenta quantias inimagináveis de dinheiro, sendo o petróleo responsável por parcelas expressivas do PIB de alguns países.
Conforme aumenta a produção e demanda do petróleo, são diariamente encontrados novos desafios para a continuidade da cadeia produtiva. Com o esgotamento eminente das jazidas de petróleo conhecidas, o homem está buscando alternativas em locais ainda inexplorados, e que alguns anos atrás seria inimaginável a extração devido à limitações técnicas. Em constante evolução, a engenharia do petróleo é capaz de extrair óleo e gás de profundidades cada vez maiores, sendo a descoberta e exploração do pré-sal um novo marco para a indústria petrolífera, onde planeja-se extrair petróleo de rochas carbonáticas, em poços offshore situados a mais de 2000 metros de profundidade, com reservatórios a mais de 6000 metros de profundidade (LIMA, 2008).
Para a exploração do pré-sal, se fez necessário o desenvolvimento de novas tecnologias, tanto de produção quanto de exploração, o que levou os investimentos a um patamar ainda mais elevado. Por se tratar de águas ultra profundas, se faz mais difícil o controle dos processos envolvidos, o que acarreta em problemas durante a perfuração e extração do óleo. Um problema recorrente e tão antigo quanto a exploração de petróleo offshore é o da incrustação salina (também conhecida como oilfield scale, em inglês), que vem sendo enfrentado há décadas e ainda permanece sem uma solução definitiva. Esse problema pode se intensificar em condições extremas de temperatura e pressão, como nas encontradas em águas ultra profundas. O presente estudo destina-se a fazer uma revisão bibliográfica sobre o problema da incrustação. Além das razões que levam à formação das incrustações, suas características e métodos de prevenção, será apresentado também um resumo do processo de produção upstream, que é onde se enquadra, mais especificamente, o problema da incrustação.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO: UPSTREAM E DOWNSTREAM
O processo de produção do petróleo é comumente dividido em duas grandes etapas: upstream (que corresponde à exploração e produção) e downstream (refino, processamento e distribuição). Em algumas ocasiões, é usado também o termo midstream, que corresponderia à parte de transporte da matéria prima recém-extraída em upstream via dutos e tubulações, até seu refino. Segundo o dicionário Schlumberger, upstream se refere aos equipamentos, instalações ou sistemas localizados no poço ou trem de produção antes da válvula “choke” de superfície ou Árvore de natal, e downstream se refere aos equipamentos, instalações ou sistemas localizados no poço ou trem de produção depois da válvula “choke” de superfície ou Árvore de natal. Na prática, isso implica que upstream se refere aos procedimentos de pesquisa, mapeamento geológico, extração e transporte do óleo até a central, e downstream a todos os procedimentos que ficam após a Árvore de natal (refino, processamento e distribuição). Ao longo deste trabalho, será adotada esta definição.[1: RAMSEY, Mark. Schlumberger Oilfield Glossary. Schlumberger. Disponível em: http://www.glossary.oilfield.slb.com/ (último acesso em 19 de março de 2014).]
Dada a natureza do problema a ser abordado neste trabalho de pesquisa, será melhor explorada a etapa upstream do processo de produção, visto que a ocorrência de incrustações se dá no campo de petróleo, ainda durante a extração do óleo bruto para que este seja posteriormente refinado.
2.1. Upstream (Exploração e Produção)
O processo de produção do petróleo começa com pesquisas acerca do potencial do local abrigar uma jazida. Encontrar uma jazida de petróleo em um local novo é algo que mobiliza um pessoal extremamente especializado, e que envolve grandes gastos. O processo envolve coleta e estudo de dados geológicos e geofísicos de bacias sedimentares. Após um exaustivo processo de estudo dos dados, pode-se prever situações geológicas em bacias sedimentares com condições para a acumulação de petróleo. Não é possível afirmar que uma bacia sedimentar abrigue petróleo, e sim apontar locais com grandes chances de possuírem jazidas (DEVOLD, 2013).
Geologia do petróleo
Sabe-se que a formação do petróleo se dá a partir de material orgânico depositado junto a sedimentos. A inexistência de fatores oxidantes é algo fundamental para sua formação, já que a matéria orgânica não é preservada em ambientes oxidantes. Tal necessidade nos faz imaginar que o ambiente de formação do óleo se trate de um local de deposição que possua em sua composição sedimentos com pouca permeabilidade, que inibiria a ação da água circulante em seu interior. Caso estes fatores – junto a condições termoquímicas adequadas – existam em conjunto, tem-se requisitos fundamentais para o início da cadeia de reações que levam à formação do petróleo (THOMAS, 2004). 
Feita a incorporação da matéria orgânica ao sedimento, ocorre o aumento de carga sedimentar e de temperatura, o que faz com que ocorram os seguintes processos (TRIGUIS; de SOUZA, 2009):
Diagênese: Esta etapa ocorre em faixas de temperaturas mais baixas, de até 65ºC, e corresponde à transformação dos biopolímeros, lipídios, proteínas e carboidratos, componentes da matéria orgânica, em querogênio (parcela de moléculas de peso molecular elevado, insolúveis em solventes).
Catagênese: Moléculas de querogênio são quebradas – em temperaturas que são elevadas a até 165ºC – e geram hidrocarbonetos líquidos e gás.
Metagênese: Caso o processo tenha continuidade – a temperaturas que chegam aos 210ºC –, acarretará na quebra das moléculas líquidas de hidrocarbonetos, transformando-os em gás leve.
Em condições de temperatura e pressão ainda mais elevadas, ocorre o metamorfismo, que consiste na degradação dos hidrocarbonetos gerados, gerando grafite, CO2 e resíduos de metano (TRIGUIS; de SOUZA, 2009).
Figura 1: Diagrama da transformação termoquímica da matéria orgânica e gênese do petróleo.
Fonte: THOMAS,2004.
Para que ocorra acumulação do petróleo é necessário que haja migração após o processo de geração, e que a migração seja interrompida por alguma espécie de armadilha geológica, acarretando na acumulação. Não se sabe ao certo como ocorre a migração do petróleo da rocha geradora para a rocha reservatório, sendo um assunto que levanta polêmica na comunidade científica. Sabe-se que para a rocha ser apontada como possível geradora, deve-se avaliar o tipo de rocha: siliciclásticas ou carbonáticas (THOMAS, 2004). 
Rochas siliciclásticas possuem baixa porosidade e permeabilidade, sendo necessário que se sejam feitos caminhos para que o óleo migre. O que ocorre é que, durante a geração dos hidrocarbonetos, há um aumento massivo de pressão dentro da rocha, o que acarretaria em microfraturas, que seriam o bastante para a migração. Quanto maior for a quantidade de matéria orgânica (COT), maior é a possibilidade de ocorrer a migração. Para que uma rocha siliciclástica possa ser considerada como uma possível geradora, a COT mínima é da ordem de 1% (TRIGUIS; de SOUZA, 2009).
Rochas carbonáticas, por outro lado, já possuem em geral certa porosidade e permeabilidade, não sendo necessária a formação de microfraturas para que haja a migração. Isso acarreta numa menor COT para que a rocha seja uma possível geradora (TRIGUIS; de SOUZA, 2009).
Após ser gerado e migrado, o petróleo se acumula em uma rocha, denominada reservatório. A rocha pode ter qualquer origem ou natureza, mas deve possuir espaços vazios em seu interior (porosidade), e que tais espaços estejam interligados, tornando-a permeável. Rochas não permeáveis podem, ainda, constituir reservatórios, desde que apresentem fraturas naturais. Ainda, para que a acumulação ocorra, é necessária a presença de uma rocha denominada selante, cuja característica essencial é a baixa permeabilidade (THOMAS, 2004).
Por fim, para a configuração de uma jazida de petróleo, é necessária a existência de armadilhas geológicas (ou trapas, do inglês trap). Trapa é uma configuração de rochas capazes de conter hidrocarbonetos e seladas por uma formação relativamente impermeável, pela qual estes não serão capazes de migrar. Podem ser estruturais (dobras e falhas) ou estratigráficas (áreas nas quais os tipos de rochas mudam) (THOMAS, 2004).
Figura 2: Tipos de trapas - estruturais e estratigráficas.
Fonte: RAMSEY. Disponível em: http://www.glossary.oilfield.slb.com/ (último acesso em 19 de março de 2014).
Prospecção de petróleo
O estudo de prospecção de petróleo precisa ser bem estruturado e o mais preciso possível, de forma que o risco de erro seja o menor. Embora possa ser extremamente dispendiosa, é uma etapa que visa justamente à redução de custos, já que a construção de uma plataforma e perfuração de um poço custa em média 30 milhões de dólares (DEVOLD, 2012). Isso significa que grandes empresas petrolíferas gastam grandes quantidades de tempo e dinheiro analisando modelos de exploração, e somente perfuram quando tais modelos retornam bons resultados.
Um estudo geológico é feito como primeira medida de um programa exploratório. Tal estudo visa reconstruir as condições de formação e acumulação de óleo e gás em determinada área. São elaborados mapas da geologia de superfície através da aerofotogrametria e da fotogeologia, e através da análise dos mapas e dados de poços, são inferidas as características geológicas de subsuperfície, além de analisadas ainda informações paleontológicas e geoquímicas (DEVOLD, 2012).
Mapeada a área a ser explorada, tem início os estudos geofísicos. Através de métodos específicos, é possível se obter dados da estrutura e composição das rochas de subsuperfície. Estudos geofísicos são os responsáveis por grande parte do que conhecemos sobre o interior da Terra, incluindo propriedades da crosta, manto e núcleo. Os métodos geralmente utilizados são sísmicos, gravimétricos e magnetométricos. Os métodos sísmicos são os mais utilizados no geral, e consistem na produção de ondas sísmicas artificiais, que se chocam contra a crosta terrestre e são refletidas de volta à superfície, sendo captadas por instrumentos de medição. Estes métodos revelam informações do subsolo, e retornam dados importantes sobre a composição e estrutura do local (THOMAS, 2004).
Perfuração e produção
As instalações típicas de produção podem ser onshore ou offshore. O termo onshore se refere às plataformas de extração construídas em terra firme, enquanto offshore faz menção às plataformas construídas em alto mar, com finalidade de abrigar trabalhadores e maquinários necessários para a perfuração e extração de hidrocarbonetos, processá-los e abastecer os navios que transportarão o produzido até a costa (GOBERSTEIN, 2007).
Plataformas onshore são economicamente viáveis para uma produção de algumas dezenas de barris por dia em diante. Poços onshore em áreas ricas em petróleo podem possuir grandes capacidades de produção, podendo chegar milhares de barris por dia (DEVOLD, 2012).
Figura 3: Exemplo de Instalação onshore.
Fonte: DEVOLD, 2012.
Para a produção offshore, uma grande variedade de estruturas diferentes é utilizada, dependendo do tamanho e da profundidade a ser perfurada. Segundo AMORIM (2010), tais plataformas podem receber diferentes classificações, sendo as três mais comuns:
Fixa ou Flutuante: Plataformas fixas são aquelas que se sustentam pois têm suas estruturas apoiadas no fundo do mar, enquanto as flutuantes, como o nome sugere, se sustentam apoiadas a flutuadores, e ancoradas ao fundo do mar para evitar a ação de ondas, correntes e ventos.
Perfuração ou Produção: Unidades de perfuração são aquelas que perfuram os poços produtores e exploratórios, enquanto as de produção se posicionam em campos de petróleo outrora já descobertos.
Completação Seca ou Molhada: Unidades de completação seca possuem a árvore de natal posicionada em cima da plataforma, e as de completação molhada possuem a árvore de natal posicionada na cabeça do poço.
O melhor tipo de plataforma a ser utilizada é definido através de um estudo de viabilidade técnico econômica. A figura 4 ilustra os diferentes tipos de instalações de produção.
Figura 4: Principais tipos de instalações de produção.
Fonte: adaptado de DEVOLD, 2012.
A perfuração de poços se dá por meio de uma sonda. A perfuração pode se dar através de ação rotativa e peso aplicados a uma broca posicionada na extremidade de uma coluna de perfuração. A coluna de perfuração consiste de comandos e tubos de perfuração, que são tubos de paredes espessas e finas, respectivamente. Conforme é feita a perfuração do poço, os fragmentos da rocha são removidos por meio de um fluido de perfuração ou lama. O fluido é injetado no interior da coluna por intermédio de bombas, e retorna para a superfície através do espaço formado entre as paredes do poço e a coluna de perfuração. Feita a perfuração, a broca é retirada, e é então inserida uma coluna revestida em aço, que possui diâmetro inferior ao da broca. O espaço entre a coluna e a rocha é então cimentado a fim de dar continuidade à perfuração com a devida segurança. É então utilizada uma nova broca, de diâmetro menor que a primeira, para a continuidade da perfuração, e o mesmo ciclo é repetido diversas vezes (THOMAS, 2004).
Uma vez comprovada a existência de petróleo, são perfurados outros poços com a finalidade de se avaliar a extensão da jazida, e determinar a viabilidade econômica desta. Se a análise feita for positiva, os poços perfurados formam um campo de petróleo (oilfield). Um campo de petróleo possui um tempo de vida útil médio de 30 anos (DEVOLD, 2012).
Figura 5: Esquematização das instalações de uma unidade de extração e processamento de petróleo.
Fonte: adaptado de DEVOLD, 2012.
Após a perfuração e confirmação de que o poço é comercialmente viável, o poço deve ser ‘completado’, para permitir que o petróleo e/ou gás natural possam fluir até a superfície. Esse processo inclui: fortalecimento do poço (com revestimentos), avaliar a pressão e temperaturada formação e instalar equipamentos próprios para assegurar um fluxo eficiente de gás natural do poço. Isso é feito por meio de uma válvula “choke”, que é utilizada para regular a vazão de líquidos ou gás em poços completados. Uma vez completado e instalada a árvore de natal à cabeça do poço, este já se encontra apto a produzir (THOMAS, 2004). A Figura 5 ilustra o esquema geral do funcionamento de uma instalação produtora de petróleo.
Para que possam ser produzidos, os hidrocarbonetos devem ser submetidos a uma certa pressão para que possam fluir para fora do reservatório. Esta pressão pode vir do próprio reservatório, ou criada artificialmente. Quando a produção se dá através da própria pressão do reservatório, que faz os hidrocarbonetos fluírem espontaneamente ao se abrir a válvula de produção, diz-se que está havendo a produção com recuperação primária. Os mecanismos de recuperação primária são três (DAKE, 1978): mecanismo de gás em solução, mecanismo de capa de gás e mecanismo de influxo de água. 
Os hidrocarbonetos de uma rocha possuem certa energia, o que é um requisito para sua produção. Essa energia se denomina primária ou natural, e é resultado de um longo processo pelo qual a jazida passou durante sua formação, até os dias atuais. A pressão é a manifestação mais evidente de tal energia (DAKE, 1978). 
Com a perfuração, ocorre a despressurização da rocha, e os hidrocarbonetos lá contidos expandem. Paralelamente, ocorre a redução dos poros do reservatório, o que faz com que, caso haja hidrocarbonetos líquidos no reservatório, estes sejam expelidos. O mecanismo de gás em solução se baseia no efeito da redução de pressão no reservatório. Neste mecanismo, o óleo é expelido devido à própria energia armazenada no sistema antes da perfuração. Naturalmente, a pressão do reservatório tende a baixar até se normalizar, o que faria com que o efeito acabasse, porém, conforme a pressão reduz de forma contínua, a pressão de saturação do óleo é atingida, e hidrocarbonetos que estavam outrora dissolvidos na fase líquida se desprendem na forma de gás. Como gases são muito mais expansíveis que líquidos, este fenômeno contribui para a continuidade do processo de expulsão do líquido. O problema deste mecanismo é que, conforme a pressão cai continuamente, mais hidrocarbonetos vaporizam e formam uma fase única, o que faz com que estes fluam pelo meio poroso e sejam expelidos juntamente com a fase líquida, o que acarreta na perda constante de energia do sistema. A energia do reservatório tende a ser drenada rapidamente, e a recuperação de hidrocarbonetos da jazida fica em apenas 20% (aproximadamente) de seu volume total (DAKE, 1978).
Uma conformação que pode ocorrer dentro do reservatório, é a de uma “capa” de hidrocarbonetos gasosos acima dos em estado líquido. Isso é possível devido à densidade dos gases, que é bem menor que a de líquidos. O mecanismo de capa de gás consiste em se colocar a zona de óleo em produção, o que acarretaria no mesmo efeito já citado no mecanismo de gás em solução, com a diferença de que neste caso, a pressão cai de forma mais lenta, o que aumenta o potencial de recuperação. Para este modelo, são esperadas recuperações na faixa de 20-30% do volume total da jazida (DAKE, 1978).
Em alguns reservatórios, ocorrem grandes acumulações de água, denominados aquíferos. Em casos como este, pode ser empregado o mecanismo do influxo de água. A fase composta de água pode se encontrar subjacente ou lateral à do óleo. É necessário que as condições de pressão do reservatório sejam alteradas para que sejam causadas alterações no aquífero. Caso seja iniciada a produção do óleo, ocorre a redução de pressão, que acarreta na expansão da água e redução do volume poroso do reservatório. Isso faz com que a água invada a zona do reservatório ocupada pelo óleo, forçando-o para fora do reservatório através do poço de produção. Para que o mecanismo funcione bem, se faz necessária a presença de um aquífero de grandes proporções, já que tanto a água quanto a rocha possuem baixas compressibilidades. O mecanismo do influxo de água pode obter taxas de recuperação de 30-40%, podendo chegar a valores de até 75% (DAKE, 1978).
Além dos métodos primários de recuperação do óleo, existem ainda outros meios de extração dos hidrocarbonetos. Estes métodos, denominados secundários ou convencionais, consistem na manutenção da pressão do reservatório através da injeção de fluidos (água ou gás). Não é necessário que se aguarde o esgotamento total da energia do reservatório para se iniciar o emprego de tais métodos, sendo inclusive recomendável que se inicie o processo de injeção de fluidos ao longo da produção primária, a fim de manter elevada a pressão do reservatório, preservando as características dos fluidos e do fluxo de produção (THOMAS, 2004).
Os fluidos de injeção funcionam como simples agentes mecânicos, que deslocam o óleo dentro do reservatório, e ocupam seus lugares. É importante que seja definido o esquema de injeção, com o posicionamento estratégico de poços de produção e de injeção. Respeitando a densidade dos fluidos do reservatório, o ideal é que, para reservatórios onde será injetada água, os poços de injeção fiquem abaixo dos de produção, e em reservatórios com injeção de gás, poços de injeção situem-se acima dos de produção (THOMAS, 2004).
Podem ser utilizados como fluido de injeção tanto água quanto gás natural. A água utilizada para injeção pode ser de subsuperfície (coletada através de poços perfurados para sua produção), de superfície (coletada de rios, lagos, etc.), do mar e produzida (água associada à produção de petróleo). Normalmente a água é submetida a tratamentos antes de ser injetada, de forma a torna-la mais adequada para o reservatório em questão, enquanto o gás pode ser injetado com a mesma composição que é produzido (THOMAS, 2004).
Embora muito utilizados, os métodos secundários ainda apresentam baixas taxas de recuperação, que ficam em torno de 30% do total da jazida. Os grandes problemas encontrados ao se usar este tipo de método de recuperação está na alta viscosidade de alguns óleos e nas altas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo. Quando ocorrem estas situações, podem ser utilizados métodos terciários de recuperação, ou especiais. Estes métodos podem ser divididos em: térmicos, miscíveis e químicos (THOMAS, 2004).
O emprego de métodos térmicos busca diminuir a viscosidade do óleo por meio do aquecimento deste. Para tal, é utilizada a injeção de vapor d’água, água em altas temperaturas, ou inicia-se um processo de combustão do próprio óleo contido no reservatório através da injeção de ar quente (THOMAS, 2004).
Para baixas eficiências de deslocamento devido a altas tensões entre as faces, são utilizados métodos miscíveis. Tais métodos consistem na injeção de fluidos miscíveis no óleo do reservatório, de forma que não haveria tensão entre as duas fases. Desta forma, o óleo seria deslocado e extraído (THOMAS, 2004).
Métodos químicos consistem na utilização de substâncias químicas para a extração do óleo. Muitos destes métodos podem ser enquadrados na categoria de métodos miscíveis, pois muitas vezes consistem na injeção de substâncias com poder tensoativo junto à água de injeção, ou na produção de tensoativos dentro do próprio reservatório através da reação de alguns compostos do óleo com bases. Além disso, podem ser injetados polímeros junto à água, de forma a torna-la um fluido com a mesma mobilidade que o óleo. Microemulsões também podem ser utilizadas a fim de se controlar a viscosidade do óleo (THOMAS, 2004).
Existem pesquisas acerca de novos métodos de recuperação, sendo ainda pouco utilizados. Dentre eles, está a recuperação por meio de ação microbiológica dentro do reservatório, que podem ser capazes de aumentar o rendimento da recuperação de óleo. Estuda-se também o uso de ondas eletromagnéticas para aquecer o óleo do reservatório, caracterizando-se assim como um método térmico (THOMAS, 2004).
 Downstream (Refino, Processamento e Distribuição)
O petróleoretirado das jazidas é denominado bruto, contendo hidrocarbonetos leves e pesados, além de impurezas e contaminantes. Devido a isso, faz-se necessário o refino do óleo para que sejam feitos blends (misturas) com utilidade comercial. Nas refinarias, o óleo é submetido a processos físico-químicos, e são obtidos diversos compostos, como o gás liquefeito de petróleo (GLP – gás de cozinha), gasolina, nafta, óleo diesel, querosenes, óleos lubrificantes, asfalto, parafinas, etc. (GAUTO, 2012).
A porcentagem de cada derivado que é possível se extrair do óleo cru irá variar com as características geológicas do local de onde este será extraído. O óleo produzido no Brasil geralmente é pesado, o que gera certo problema, visto que a maioria das refinarias do país foi projetada para tratar óleo leve (importado), quando o país ainda não era autossuficiente na produção de óleo. Hoje o país se declara autossuficiente na produção de petróleo, necessitando importar cada vez menos óleo, e se adaptando cada vez mais ao óleo aqui extraído (GAUTO, 2012)
Antes de ser enviado para o refino, o óleo é caracterizado a fim de se determinar os tipos de compostos ali presentes, e então submetido ao processo de refino, que pode se dividir basicamente em três classes, de acordo com seu objetivo (GAUTO, 2012):
Separação: ocorre a separação física dos produtos, sem que haja alteração química dos mesmos. A separação é feita principalmente através da destilação das frações do petróleo. Outros processos de separação que podem ser citados é a separação por solvente, desasfaltação e desparafinação.
Transformação: visa a transformação de frações do petróleo em derivados mais nobres, visando otimizar a produção de derivados de maior valor agregado. Dentre os processos de transformação, pode-se citar o craqueamento, a alquilação, isomerização, polimerização, hidrogenação, desidrogenação, reforma catalítica, etc.
Acabamento: são removidas as impurezas de um dado produto através de processos físicos ou químicos, conferindo a este as características do produto acabado a que se destina. Alguns dos processos de acabamento são a hidrodessulfurização catalítica, lavagem cáustica, extração com aminas, tratamento Bender, Merox, etc.
Após refinado, o óleo é destinado à produção de combustíveis, polímeros, gases e uma infinidade de outros derivados, e posteriormente distribuído para o consumo final (no caso de combustíveis) e como matéria-prima para a confecção de bens de consumo (no caso de polímeros), completando o ciclo do petróleo na indústria.
O PROBLEMA DA INCRUSTAÇÃO
Incrustações (também conhecidas como scale, em inglês), são depósitos inorgânicos formados por sais relativamente insolúveis em água, que ao precipitar, podem formar aglomerados, comprometendo o fluxo (que pode ser de água, óleo, gás, etc.), e causando prejuízos. A ocorrência de incrustações é registrada desde os primórdios da exploração de petróleo offshore, podendo ter diferentes origens e composições, porém, acarretando nos mesmos problemas, que podem chegar até mesmo ao entupimento total de um duto (RAMSEY).[2: RAMSEY, Mark. Schlumberger Oilfield Glossary. Schlumberger. Disponível em: http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/s/scale.aspx (último acesso em 19 de março de 2014).]
Figura 6: Esquematização de uma tubulação parcialmente obstruída por uma incrustação salina.
Fonte: RAMSEY, Mark. Schlumberger Oilfield Glossary. Schlumberger. Disponível em: http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/s/scale.aspx (último acesso em 19 de março de 2014).
Para se prever a incrustação em determinado campo de petróleo, fatores como a solubilidade dos sais, temperatura, pressão, características do campo e método de recuperação utilizado devem ser levados em conta, pois irão influenciar na formação ou não de incrustações (DYER; GRAHAM, 2002).
Incrustação x Solubilidade
As incrustações são formadas por sais que estavam inicialmente diluídos em água (de injeção, de aquífero, do mar, etc.), que precipitam devido a alterações nas condições físico-químicas do meio ou reações químicas com fluidos de injeção (DYER; GRAHAM, 2002).
A solubilidade dos sais irá variar de acordo com a espécie, o que resulta em diferentes abordagens e diferentes cálculos para cada situação. O que irá definir a solubilidade de um sal em água é seu Kps, que é a constante termodinâmica do produto de solubilidade do composto. O valor de Kps determinará a quantidade de íons do sal existentes em uma solução saturada, a uma temperatura constante (RUSSELL, 1994).
Em um equilíbrio de dissociação em que temos a diluição de um sal MA (onde M é um metal genérico e A um ânion), a reação de ionização seria (RUSSELL, 1994):
MA(s) ↔ M+(aq) + A-(aq) (1)
De acordo com a lei de ação das massas, e considerando-se a concentração da fase sólida constante e igual a 1, bem como sua atividade, o equilíbrio iônico se daria por (ALMEIDA NETO, 2012):
 Kps = a[M+]·a[A-] (2)
Onde:
a = atividade do íon.
Atividade é uma medida relacionada às interações moleculares numa solução. Quando se tratar de soluções ideais, a atividade será igual a 1. Portanto, atividade é uma medição do quanto às interações iônicas diferem da idealidade. A atividade de um íon é igual ao produto da sua concentração (Ci) pelo seu coeficiente de atividade (γ) (CASTELLAN, 1976).
O coeficiente de atividade de um íon (γi) pode ser calculado através da equação de Debye-Hückel (3) (CASTELLAN, 1976):
 (3)
Onde:
A = 0,509 (para T = 293 K);
z = carga dos íons;
I = força iônica do meio = 
Para soluções muito diluídas, devido à pequena quantidade de íons em comparação às moléculas de solvente, pode-se considerar a solução como ideal, o que acarretaria numa atividade igual a 1 (CASTELLAN, 1976). Ao se calcular o Kps de uma solução, deve-se levar em conta ainda fatores como temperatura (caso não seja ambiente) e demais íons em solução. Pode ocorrer o que chamamos de precipitação por efeito do íon comum caso haja excesso de um dos íons do sal em solução, o que acarretaria no deslocamento do equilíbrio no sentido inverso da reação de solubilização, precipitando sais (RUSSELL, 1994). Esse efeito pode ocorrer ao se misturar águas de diferentes origens numa perfuração, por exemplo.
Conhecendo-se o Kps, as atividades e concentrações dos íons em solução, existem modelos amplamente utilizados na indústria do petróleo para prever a ocorrência de incrustações. É utilizado para isso o índice de saturação, que é apresentado como a diferença entre a quantidade do composto dissolvido em solução e a quantidade teórica que se teria presente em equilíbrio termodinâmico (MOREIRA, 2006). Pode ser calculado através da equação 4:
 (4)
Onde:
IAS = Produto das concentrações ou atividades iônicas dos íons formadores do precipitado;
Kps = Produto de solubilidade nas condições reacionais.
Valores de IS maiores que 1 indicam supersaturação, com possibilidade de precipitação, enquanto valores menores que 1 indicam condições para dissolução. Se o valor de IS se igualar a 1, há o equilíbrio, ou seja, a solução está saturada e não haverá precipitação (MOREIRA, 2006).
Tipos de Incrustação e Suas Ocorrências
A tabela 1 lista os principais tipos de incrustações que ocorrem na indústria do petróleo e suas fórmulas químicas:
Tabela 1: Tipos de incrustações na indústria de petróleo. 
	Nome
	Fórmula
	Anidrita
	CaSO4
	Barita
	BaSO4
	Calcita
	CaCO3
	Celestita
	SrSO4
	Gipsita
	CaSO4 ·2H2O
Fonte: adaptado de OLIVEIRA, 1997.
Os minerais citados na Tabela 1 são os mais comuns encontrados em campos de petróleo, e serão os abordados ao longo do estudo. Existem registros de ocorrência de outros tipos de incrustações, denominadas “exóticas”,como sulfatos de zinco e chumbo, e compostos de ferro (óxidos, sulfetos e carbonatos). Em águas com salinidade muito elevada, pode ocorrer ainda a precipitação de depósitos de halita (NaCl) (NIA KORRANI et al. 2014).
Causas da Incrustação
Um dos principais fatores causadores de incrustação na indústria do petróleo é a mistura de águas de injeção com águas de formação, sob condições físicas favoráveis. A água de formação, presente na rocha reservatório, se encontra em equilíbrio com a rocha e os hidrocarbonetos ali presentes. Águas de formação são ricas em íons Ba2+, Sr2+ e Ca2+, o que pode fazer com que tenhamos um sistema supersaturado. O tipo de água mais utilizado para a injeção é a água do mar, devido à sua abundância. Rica em íons SO4-2, a água do mar é incompatível com águas de formação, o que resulta na precipitação de sulfatos nas paredes das tubulações (LIMA, 2010).
Tabela 2: Principais espécies iônicas presentes nas águas de formação e do mar.
	Espécie Iônica
	Água de formação, ppm
	Água do mar, ppm
	Sódio
	31.275
	10.890
	Potássio
	654
	460
	Magnésio
	379
	1.368
	Bário
	269
	0
	Estrôncio
	771
	0
	Sulfato
	0
	2.960
	Cloreto
	60.412
	19.766
	Cálcio
	5.038
	428
Fonte: CRABTREE, 1999.
O sulfato de bário é o menos solúvel, e o mais problemático dentre os sulfatos formados, conforme as seguintes reações (BOIM, 2003):
Ba2+ + SO4-2 BaSO4 ↓ (5)
Ca2+ + SO4-2 CaSO4 ↓ (6)
 Sr2+ + SO4-2 SrSO4 ↓ (7)
Temperatura e pressão são também fatores determinantes para a precipitação. Sabe-se que durante a injeção, a temperatura tende a aumentar devido à troca de calor com a rocha reservatório e os fluidos de formação, enquanto a pressão tende a diminuir. A queda de pressão está geralmente relacionada com a precipitação de carbonatos, e não requer mistura de águas incompatíveis para que ocorra, mas apenas um desequilíbrio termodinâmico entre o dióxido de carbono outrora diluído na água, conforme a reação (ALMEIDA NETO, 2012):
Ca(aq)2+ + 2HCO3(aq)- CaCO3(s)↓ + CO2(g)↑ + H2O(l) (8)
De forma análoga, sob altas pressões, o dióxido de carbono se solubiliza em água, reagindo com o carbonato e gerando íons bicarbonato e Ca+2.
CaCO3(s) + CO2(aq) + H2O(l) Ca(aq)2+ + 2HCO3(aq)- (9)
Quando a pressão da água de formação encontra-se abaixo do ponto de bolha, o dióxido de carbono é liberado. Com isso, o pH da salmoura aumenta, o que diminui drasticamente a solubilidade do carbonato, induzindo a formação de precipitados através da reação com íons divalentes, sendo o cálcio o mais comum (ALMEIDA NETO, 2012).
HCO3-(aq) + H+(aq) ↔ H2CO3(aq) ↔ CO2(aq) + H2O(l) CO2↑(g) + H2O(l) (10)
Pode-se medir a incrustação por carbonatos através do Índice de Saturação de Langelier (LSI), utilizando-se a seguinte equação para o cálculo (ALMEIDA NETO, 2012):
LSI = pH – pHs (11)
Onde:
pH = pH medido na salmoura;
pHs = pH de saturação em CaCO3 = (9,3 + A + B) – (C + D).
Onde:
Se o LSI for positivo, há tendência de incrustação. Caso o LSI seja negativo, não há tendência à incrustação, e a salmoura irá dissolver o carbonato. Caso o LSI seja igual à zero, este será a fronteira do potencial de incrustação, sendo sensível a alterações no índice por mudança de temperatura, qualidade da água ou evaporação (ALMEIDA NETO, 2012).
Modelos de Predição da Ocorrência de Incrustações
Ao se projetar uma plataforma, os estudos de viabilidade técnico-econômica devem incluir dados sobre as propriedades da água do mar, profundidade a ser perfurada, tipo de sonda, etc. Podem ser utilizados modelos para se prever a incidência de incrustações a partir de tais dados, e aplicados métodos preventivos para a ocorrência destas. A importância de se considerar o problema da incrustação na fase inicial do projeto está nos investimentos que deverão ser feitos em equipamentos (como uma planta dessulfatadora para se tratar a água de injeção, por exemplo) e abordagens de recuperação do óleo a serem utilizadas. Softwares como o MULTISCALE® são capazes de aplicar modelos de predição e apontar o potencial incrustante do poço (BOIM, 2003)
O modelo ideal para se prever o potencial incrustante deve levar em consideração, entre outros, os seguintes itens (BOIM, 2003):
Termodinâmica: variações de temperatura, pressão, pH e composições da água;
Cinética: é importante se considerar a cinética das reações, pois estas podem não ser instantâneas, devendo a cinética de precipitação ser aplicada, levando-se com conta a velocidade de fluxo e o tempo de residência no reservatório e em tubulações;
Hidrodinâmica;
Aderência e dissolução da incrustação;
Redução da permeabilidade do meio poroso;
Co-precipitação (precipitação simultânea de mais de um tipo de incrustação).
Segundo BOIM (2003), podemos destacar como principais modelos os termodinâmicos (consideram fatores termodinâmicos e propriedades químicas das misturas, determinando-se por este meio o estado de equilíbrio do sistema) e cinéticos (têm como base a determinação das velocidades das reações químicas e as influências de fatores como temperatura, pressão, concentrações, etc.). A escolha de qual modelo será utilizado irá depender do grau de proximidade em que o sistema está do seu equilíbrio termodinâmico e da natureza e complexidade do sistema (LOPES, 2002), embora MASTIN et al. (2003) citem a importância de se realizar um estudo preliminar completo a fim de avaliar a melhor estratégia a se abordar.
Modelos termodinâmicos
Ao se avaliar o risco de precipitação através de modelos termodinâmicos, deve-se considerar como parâmetros o índice de saturação (equação 4) e a massa de precipitação. O índice de saturação e a massa a precipitar devem ser obtidos ao longo de toda a vida produtiva do reservatório, e levados em conta diferentes razões de mistura água de formação/água do mar (BOIM, 2003).
Tais parâmetros não devem ser utilizados sozinhos para se obter uma previsão confiável do risco de incrustação. Deve-se fazer comparações com parâmetros de reservatórios de comportamentos conhecidos, sob as mesmas situações de temperatura e pressão, a fim de se corrigir possíveis desvios (BOIM, 2003).
A razão de água do mar e água de produção varia com frequência ao longo da vida produtiva do reservatório, o que faz com que o potencial de incrustação também mude. Pode-se citar como exemplo o início da vida produtiva do reservatório, onde se produz água através de métodos de recuperação primários, isto é, sem a injeção de fluidos, o que torna a situação propícia à formação de depósitos carbonáticos devido à diminuição da pressão. Após o breakthrough (após certo ponto, a água de injeção se mistura com a água de formação do reservatório, podendo ocasionar incrustações até mesmo nos poros da rocha reservatório), a água produzida passa a ser uma mistura de água de formação e água de injeção, o que favorece a formação de depósitos sulfatados (SHUTEMOV, 2012).
Figura 7: Modelo 2d do espalhamento da água do mar dentro do reservatório, empurrando o óleo em direção ao poço produtor.
FONTE: BOIM, 2003.
Segundo BOIM (2003), o modelo termodinâmico falha por não levar em conta o aspecto cinético das reações, não sendo capaz de representar bem o processo de injeção de água no reservatório. Complementando, BOIM afirma ainda que pode ocorrer de uma reação ser extremamente favorável termodinamicamente, porém não ocorrer por motivos cinéticos, não sendo alcançada a energia de ativação.
Modelos cinéticos
Fatores cinéticos devem ser considerados, levando-se em conta as altas velocidades de fluxo nas proximidades dos poços, o que leva à uma situação de “não equilíbrio” local, ou seja, um efeito de predominância cinética (BOIM, 2003).
A cinética química estuda a velocidade das reações químicase sua dependência por fatores como concentração, pressão, temperatura, etc. A cinética de precipitação torna possível que se avalie a velocidade e o mecanismo envolvidos na reação. Através de uma análise cinética, pode-se prever o ponto provável de se ocorrer incrustação, como no reservatório, coluna de produção, riser, tubulações, etc. (ARAI; DUARTE, 2010).
É necessário, além de se prever os locais de possível incrustação e sua massa, entender o processo cinético. OLIVEIRA (1997) afirma que para a formação de uma incrustação, se faz necessária a ocorrência de três fatores simultâneos: supersaturação, nucleação e tempo de contato.
A supersaturação é uma condição que ocorre quando o índice de saturação (IS) é maior que 1, e é a causa primária da formação de incrustações, sendo as alterações termodinâmicas (temperatura, pressão, pH, etc.) consideradas secundárias.
Pode-se definir a nucleação como o início de um processo de precipitação, podendo existir dois tipos, com mecanismos distintos: homogênea (ocorre aleatoriamente no sistema, e não existem sítios preferenciais para a formação do núcleo) e heterogênea (desencadeada pela presença de substâncias estranhas, como partículas em suspensão, microrganismos, etc., o que reduz a energia necessária para a formação de uma superfície para o crescimento da incrustação).
Além dos fatores já citados, se faz necessário que haja tempo de contato entre a solução e os núcleos para o crescimento do cristal, e consequente formação de uma incrustação. Só após a ocorrência destes fatores se inicia o processo de incrustação.
A taxa de reação deve ser obtida através de testes de laboratório, e é difícil de se determinar por se fazer necessária uma reprodução fiel das condições reacionais encontradas no reservatório. A taxa de reação é determinada por (ARAI; DUARTE, 2010):
Concentrações e propriedades dos reagentes;
Presença de outras espécies no meio (com efeito catalisador ou inibidor);
Temperatura;
Áreas de superfície em contato com os reagentes.
ESTRATÉGIAS CONTRA A INCRUSTAÇÃO
Após se constatar o potencial de incrustação em um reservatório, devem ser adotadas medidas para combater esse problema. Como já se foi dito, deve-se combater as incrustações antes mesmo que estas ocorram, sendo medidas de prevenção previstas já nas fases iniciais do projeto da plataforma. No entanto, dependendo das características do reservatório e do método de recuperação utilizado, impedir que as incrustações ocorram em sua totalidade é uma tarefa impossível. Por isso, é importante que sejam utilizados também métodos de remoção das incrustações já existentes (GRAHAM et al, 1993). 
Segundo GRAHAM et al. (1993), podemos agrupar as estratégias de controle de incrustações em:
Modificação do fluido de injeção;
Modificação do perfil de escoamento dos fluidos produzidos;
Tratamento químico das incrustações;
Remoção do dano gerado.
Modificação do Fluido de Injeção
O fluido de injeção utilizado para a recuperação secundária do óleo desempenha um papel importante na precipitação de sulfatos, e sua modificação pode acarretar numa melhora significativa das incrustações sulfatadas em um campo de petróleo. Porém, muitas vezes a utilização de um fluido de injeção que não seja a água do mar é inviável técnico e economicamente. Unidades de remoção de sulfatos (SRU) podem ser instaladas em uma plataforma a fim de se remover estes íons da água do mar antes que esta seja injetada no reservatório, o que diminuiria a incidência de incrustações por sulfatos (BEZERRA et al, 2013).
O tratamento da água do mar é capaz de reduzir a concentração de íons sulfato de aproximadamente 2800 mg/L para 100 mg/L ou menos. Esse processo utiliza a pressão para deslocar o líquido, forçando-o a passar por uma membrana polimérica de filtração seletiva, capaz de reter os íons sulfato. Atualmente existem mais de 50 unidades de remoção de sulfatos em operação em campos de petróleo no Mar do Norte, Golfo do México, Oeste Africano e Brasil. Em 2013, a Petrobrás possuía 17 unidades de dessulfatação instaladas, com uma previsão de que sejam instaladas mais 8 nos próximos 4 anos (BEZERRA et al, 2013).
Para que seja tratado um volume de água grande o bastante para se utilizar como fluido de injeção, é necessária uma grande quantidade de módulos de tratamento, e a viabilidade técnico-econômica de uma unidade de remoção de sulfatos deve ser avaliada. Por exemplo, uma unidade com capacidade de injeção de 380.000 barris, e com concentração de sulfato limitada a 100 ppm irá acarretar num custo estimado de US$ 40 milhões, além de um peso extra de 90 toneladas nas instalações da plataforma (BEZERRA et al, 2013).
As unidades de dessulfatação necessitam ainda de manutenção constante devido à ocorrência de incrustações nos poros da membrana, acarretando em custos de cerca de US$ 0,32 por metro cúbico de água tratada. É, portanto um processo dispendioso e que irá gerar custos de operação durante toda a vida útil do reservatório, tornando o processo economicamente inviável em algumas ocasiões. Desta forma, algumas empresas ainda dão preferência à remoção de incrustações (que irão ocorrer sem tratamento) através de métodos mecânicos ou químicos, de forma a evitar grandes gastos com uma unidade de tratamento com custo tão elevado (BEZERRA et al, 2013).
Modificação do Perfil de Escoamento dos Fluidos Produzidos
Devido à água ser o único meio de transporte dos íons causadores da incrustação, sendo a formação de depósitos salinos dependente da produção de água pelo reservatório. Dessa forma, é simples imaginar que a modificação do volume e vazão da produção de água poderia minimizar o problema (ARAI; DUARTE, 2010).
Algumas formas de se prevenir a ocorrência de incrustações são (ARAI; DUARTE, 2010):
Alteração do alinhamento de poços para os trens de produção, evitando-se assim a mistura de águas produzidas de diferentes poços com grande tendência a precipitar;
Modificação mecânica do poço, isolamento do canhoneio produtor de água, troca de bomba, etc.;
Meios de separação água/óleo, de forma que a água seja removida do poço antes de alcançar a chamada zona crítica de precipitação, etc.;
Mudanças no regime de escoamento, reduzindo a alteração de pressão (diminuição) ao longo da elevação dos fluidos de produção.
Os métodos citados dizem respeito à alterações mecânicas que podem ser feitas para se abrandar a ocorrência de incrustações. Porém, segundo CAVALCANTE et al. (2012), um método vem sendo aplicado com sucesso na prevenção de incrustações. Métodos de modificação do regime de escoamento dos fluidos do reservatório através da indução de campos eletromagnéticos ou magnéticos (através de dispositivos magnéticos, que pode ser um eletroímã ou ímã) têm obtido resultados satisfatórios na redução e até mesmo eliminação dos problemas de incrustação. BAKER e JUDD (1995) citam o objetivo das correntes elétricas como: “reduzir a quantidade, diminuir a tenacidade, remover e manter as propriedades de antincrustação da água tratada por horas”. Embora o método tenha sido aplicado com relativo sucesso, ainda não há teoria científica capaz de explicar o efeito do campo eletromagnético no fluxo da água para a prevenção da precipitação (CAVALCANTE et al., 2012).
Tratamento Químico das Incrustações
O tratamento químico de incrustações pode possuir caráter preventivo ou corretivo. Ações com finalidade corretiva serão tratadas no item 4.4, juntamente com outros métodos de remoção de incrustações pré-existentes. Na prevenção da formação de depósitos inorgânicos são utilizadas substâncias com ação inibidora da incrustação, enquanto na correção, há ataque e remoção das incrustações por agentes químicos. O mecanismo de ação dos inibidores pode ser dividido em: inibidores quelantes e modificadores de superfície (ARAI; DUARTE, 2010).
Figura 8: Principais ativos de inibidores comercialmente disponíveis.
Fonte: BEZERRA et al., 2013.
Inibidores de ação quelante são compostos complexantes que são capazes de bloquear aprecipitação através da complexação dos íons livres. A ação destes inibidores possui limitações, já que consomem os íons em proporções estequiométricas, o que gera um baixo custo-benefício para sua aplicação (CRABTREE, 1999)
Modificadores de superfície (threshold ou de baixa dosagem), como o próprio nome indica, modificam quimicamente as superfícies propícias à nucleação, o que reduz substancialmente o crescimento de cristais. A inibição da nucleação se baseia na adsorção endotérmica dos inibidores aos cátions dos núcleos em crescimento. Isso torna positiva a energia livre de nucleação (ΔG), o que acaba dificultando a obtenção do raio crítico de formação dos cristais. Subsequentemente, os núcleos dissociam-se, e o inibidor é novamente liberado e incorporado à fase aquosa, o que possibilita que atue novamente contra a nucleação. Essa característica dos Inibidores threshold os torna a alternativa preferencial de inibição de incrustações, sendo capazes de inibir a formação de depósitos minerais a concentrações de 1000 vezes menor que a razão estequiométrica, o que reduz de forma considerável o custo do tratamento, tornando o método o mais popular (GRAHAM et al., 2001 apud ARAI; DUARTE, 2010).
Alguns fatores irão determinar o melhor tipo de inibidor a ser aplicado (ARAI; DUARTE, 2010). Devem ser levados em consideração fatores como:
Natureza da incrustação: Sabendo-se o tipo da incrustação a ser combatida, pode-se selecionar o inibidor adequado para tal;
Severidade: Alguns inibidores são mais eficientes contra altas taxas de incrustação;
Custo: Deve ser analisado o custo x benefício do inibidor a ser utilizado. Nem sempre o uso de inibidores que possuem um custo mais baixo irão necessariamente compensar o valor economizado em sua aquisição, sendo necessário o investimento em substâncias com uma ação diferenciada;
Temperatura e Pressão: É importante que a substância resista às bruscas diferenças de temperatura e pressão. Os inibidores devem se manter estáveis tanto à temperatura e pressão ambientes, como nas condições extremas do fundo do mar, a profundidades de milhares de metros;
Clima: Deve ser considerado o ponto de fluidez para aplicações em climas frios;
Técnica de Aplicação: A técnica de aplicação do inibidor a ser utilizada deve ser considerada, uma vez que existem métodos preferenciais para a aplicação de certos inibidores;
Viscosidade – É um fator importante quando se utilizam longas aplicações umbilicais, como em aplicações remotas em campos submarinos.
Métodos de aplicação
Existem três tipos de tratamento do poço (ARAI; DUARTE, 2010):
Tratamento em Bateladas: Consiste em tratar o poço periodicamente com injeção de inibidor. Os problemas desse método são o baixo controle após a mistura do inibidor com a salmoura. Além disso, a concentração tende a cair rapidamente, havendo uma queda vertiginosa da efetividade do inibidor ao longo do tempo. Outro problema é que o inibidor atinge apenas parte da coluna de produção, não atingindo o canhoneado e a formação.
Injeção Contínua: Nesse método, os inibidores são injetados de forma contínua no fundo do poço. Para isso, podem ser utilizados equipamentos da própria coluna de produção, como as válvulas de gas lift, adaptadas. A grande vantagem desse método em comparação com o tratamento por bateladas é o maior controle proporcionado pelo método, podendo o inibidor ser injetado até o fundo do poço e mantida a sua concentração ótima. Dentre as desvantagens, estão o custo contínuo de manutenção de equipamentos, e a necessidade de aquisição de novos equipamentos.
Tratamento por Squeeze do Inibidor: O tratamento por squeeze é capaz de prover proteção ao poço desde a formação, tornando esse o grande diferencial em relação aos demais. O squeeze consiste basicamente em injetar, em concentrações relativamente altas, um inibidor dentro do reservatório, através de um poço produtor. Primeiramente, é feito um preflush, que consiste num tratamento preliminar para a remoção de incrustações já existentes (geralmente acidificação da formação). Após isso, é injetado o inibidor, seguido por um overflush (geralmente injeção de água de formação), com a finalidade de impelir o inibidor para dentro da rocha. Feito isso, o poço é fechado e aguardam-se algumas horas para que possa haver a correta adsorção ou precipitação do inibidor na superfície do reservatório, e então a produção pode ser reiniciada. Após o tratamento por squeeze, a água de produção passa pela zona tratada próxima à parede do poço, se misturando com o inibidor, o que faz com que não haja incrustação enquanto houver produto químico o bastante para promover a proteção (BOIM, 2003).
Figura 9: Curva (concentração x tempo) de diversos inibidores aplicados por squeeze
Fonte: adaptado de ROGERS, 1990.
A concentração residual de inibidor é dificilmente controlada através do método de squeeze, havendo uma gradual diminuição da concentração do inibidor na formação. Após a concentração cair a níveis mais baixos que o necessário para manter a eficácia da proteção, a produção deve ser interrompida e o tratamento repetido. Esse inconveniente faz com que o tratamento por injeção contínua do inibidor seja o mais utilizado em relação ao squeeze, sendo também preferível à utilização do tratamento em batelada, por ser mais eficiente e prover uma proteção mais ampla (ARAI; DUARTE, 2010).
Remoção do Dano Gerado
As técnicas de remoção de incrustações devem ser bem escolhidas, de forma a não danificar as instalações e possuir ação rápida. O primeiro método e geralmente mais utilizado é a remoção química, que é mais fácil de ser executada do que métodos mecânicos, além de, na maioria das vezes ser também o método mais barato (CRABTREE, 1999).
Remoção química
O tipo de tratamento a ser executado irá depender da localização, intensidade e composição da incrustação. Depósitos carbonáticos, por exemplo, são facilmente dissolvidos por ácido clorídrico, enquanto depósitos e halita podem ser removidos por simples diluição em água. Sulfatos, por outro lado, são mais difíceis de serem solubilizados devido à suas baixas solubilidades em ácido. Na matriz de formação, a solubilização destes compostos pode ser feita com o auxílio de agentes quelantes, que isolam e aprisionam os íons metálicos da incrustação, que quebra suas resistências ao ácido (CRABTREE, 1999).
A eficácia e velocidade da ação dos tratamentos químicos irão depender do tipo de depósito. A área de contato do depósito mineral é um parâmetro importante na determinação da eficiência do agente químico. Formações porosas irão facilitar o fluxo do agente químico por toda formação, aumentando a superfície de contato e reduzindo o tempo necessário para a dissolução da incrustação, enquanto depósitos não porosos reagem lentamente. Depósitos em tubulações geralmente possuem características não porosas, sendo muitas vezes preferível a remoção por meios mecânicos a fim de se economizar tempo (CRABTREE, 1999).
Remoção mecânica
Métodos mecânicos de remoção são muito utilizados de forma bem-sucedida para a remoção de incrustações em tubulações, sendo estes extremamente variados. A remoção mecânica é preferível quando a remoção química for lenta ou cara, sendo muito utilizada também em casos de incrustações compostas por mais de um tipo de agente incrustante (CRABTREE, 1999). 
Os primeiros métodos mecânicos de remoção de incrustações incluíam o uso de explosivos, que embora removesse com certo sucesso as incrustações, causavam inúmeros danos às instalações do poço. Reduzir o dano gerado às instalações significaria modificar o tipo de explosivo ou a quantidade. Foi utilizada uma linha de detonação conhecida como string shot, que ainda é utilizada hoje em dia, principalmente como ferramenta de diagnóstico para se descobrir a localização da incrustação através da tensão gerada pelo fluxo de detonação (CRABTREE, 1999).
Camadas espessas de incrustações, especialmente em tubulações, são muitas vezes difíceis de remover atravésdo uso de explosivos, e possuem baixa porosidade para remoção química. Nesses casos, são utilizadas técnicas outrora desenvolvidas para a perfuração de rochas. A remoção é feita através de brocas de perfuração e impacto. Martelos de impacto também são utilizados, onde geram grandes impactos que removem o depósito (CRABTREE, 1999).
Outros métodos de remoção de incrustações incluem abrasão por meio de jateamento de fluidos para a remoção dos depósitos. Adicionar sólidos ao líquido a ser jateado pode aumentar drasticamente o poder abrasivo. É muito utilizado na construção e demolição civil a água misturada com areia abrasiva para se cortar concreto reforçado. Para a mediação de incrustações, podem ainda ser adicionadas pérolas de vidro para aumentar o poder de remoção de incrustações (CRABTREE, 1999).
CONCLUSÃO
Com o passar dos anos, cada vez mais temos entendido melhor o problema da incrustação e a necessidade de combatê-lo. Grandes avanços vêm sendo obtidos através de pesquisas, e novos métodos preventivos são colocados em prática todos os dias. Cada nova tecnologia desenvolvida ajuda o processo de combate às incrustações como um todo, e combinados, esses métodos obtém resultados bastante satisfatórios, aumentando a produção consideravelmente e reduzindo a quantidade de problemas causados por esse malefício.
Com a pesquisa acerca das incrustações inorgânicas, pode-se chegar às seguintes conclusões:
As incrustações são causadas por fatores impostos pelo processo produtivo do petróleo. Dentre as principais incrustações estudadas, o único composto que não pode ser combatido por uma mudança no processo de produção (mudança do fluido de injeção) é o carbonato de cálcio, já que a queda de pressão na elevação do líquido à superfície é inevitável. 
Dentre os compostos estudados, o sulfato de bário é o mais problemático, pois possui o menor Kps. Incrustações formadas por sulfato de bário são ainda mais difíceis de serem removidas do que os demais sulfatos, que podem ser tratados com ataques ácidos. Esse problema faz com que a remoção mecânica seja, por vezes, a estratégia viável para a remoção desse tipo de incrustação.
Incrustações carbonáticas tendem a ocorrer devido à redução da pressão, que acarreta num aumento do pH da água, enquanto incrustações sulfatadas ocorrem devido à mistura de água de produção de água de injeção. Isso acarreta numa predominância de certos tipos de incrustações em diferentes momentos da vida produtiva do reservatório. Caso já tenha ocorrido o breakthrough, e a água produzida já seja uma mistura de água de formação e água do mar, predominará a ocorrência de incrustações sulfatadas, enquanto no início da vida útil do reservatório, ocorre uma predominância das incrustações por carbonato, que dependem apenas da queda de pressão para que ocorram.
Métodos preventivos ainda são a solução preferencial a ser adotada. O prejuízo causado pela diminuição da produção e remoção das incrustações através de métodos corretivos são superiores aos custos de aplicação de métodos preventivos. Embora os custos do tratamento preventivo possam ser elevados, já vem sendo injetada uma grande quantia de dinheiro na prevenção dessas incrustações. Grandes empresas já vêm incluindo em seus orçamentos a aquisição de plantas dessulfatadoras, para se tratar a água de injeção e se evitar a precipitação de sulfatos.
Com o advento da exploração petrolífera no pré-sal, o problema da incrustação irá ganhar novas proporções, visto que as condições de operação serão ainda mais extremas. Além disso, os reservatórios são formados por rochas do tipo carbonato, que é justamente o tipo de precipitação que ocorre por diferenças abruptas de pressão.
O tratamento por squeeze é o que apresenta os melhores resultados na prevenção de incrustações, porém peca por necessitar que a produção seja interrompida para sua aplicação, o que faz com que a injeção contínua de inibidor ainda seja a preferida das indústrias petrolíferas. A combinação de métodos preventivos pode aumentar a eficácia dos tratamentos, como por exemplo o tratamento com inibidores associado à dessulfatação da água de injeção, o que poderia erradicar as incrustações por sulfatos em um campo petrolífero.
Modelos termodinâmicos e cinéticos possuem papel fundamental na prevenção de incrustações, visto que irão apontar locais que requerem cuidados. Existem no mercado diversos softwares capazes de aplicar esses modelos na prática, sendo ferramentas extremamente úteis antes de se iniciar um programa de tratamento de incrustações.
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